接入电网（通用10篇）
接入电网 篇1
1 光伏发电系统及其并网条件
1.1 光伏发电系统的分类
太阳能是一种清洁、可再生能源,光伏发电可将太阳能直接转化为电能。光伏发电通常有2种方式,即独立发电和并网发电。独立发电系统一般由光伏组件、控制器、蓄电池、双向逆变器等组成。与独立发电系统不同的是,除了光伏组件,并网发电系统还需要并网型光伏逆变器、计量装置以及接入公共电网的配电装置等。相比于独立光伏发电系统,并网光伏发电系统的投资能够减少约25%。同时,并网光伏发电系统与公共电网相连,在与大电网并网运行的过程中能得到大电网的有力支撑。此外,并网光伏发电系统所发出的电能可以通过大电网供给相距较远的电力负荷,突破了独立光伏发电系统只能为本地负荷供电的局限性,使光伏发电系统的应用范围更为宽广和灵活。因此,并网光伏发电系统已经成为当今世界光伏发电技术发展和应用的主要趋势。
1.2 并网条件
光伏发电系统并网的必要条件是光伏逆变器输出的交流波形为正弦,且正弦波电流具有与并网点公共电网相同的频率和相位。光伏发电系统有分散式和集中式2种并网形式。其中,分散式并网比较适用于规模较小的光伏发电系统,其在城区光伏发电系统特别是在光伏建筑中应用广泛。在潮流流动上,分散式并网与公共大电网之间的电力流动是双向的。集中式并网则主要应用于大型光伏电站,如荒漠光伏电站等,此类光伏电站的位置与用电负荷一般都相距较远。在潮流流动上,集中式并网与公共大电网之间的电力流动是单向的。
2 孤岛效应及其检测方法
2.1 孤岛效应的产生
图1是光伏发电系统接入公共大电网的示意图。
有3种产生孤岛效应的情况:(1)开关S5断开导致整个公共大电网停电,此时光伏发电系统和大电网之间是通过并网开关S1相连的,由于光伏发电系统的输出容量相比于整个大电网的容量极小,所以形成的“孤岛”将在很短时间内崩溃。(2)开关S4断开导致大电网或配电网某处线路断开以及开关跳闸,此时光伏发电系统与所带的供电负载(包括配电网上的部分负载)将形成“孤岛”,该“孤岛”有很大概率能实现稳定运行状态。(3)开关S3断开导致光伏发电系统与配电网断开,此时光伏发电系统与本地负载将形成“孤岛”运行。
22孤岛效应的检测方法
并网光伏发电系统孤岛效应的检测方法分为被动式和主动式2种。被动式孤岛检测方法主要是通过对并网光伏系统的电压相位变化、3次谐波变化以及频率变化等进行检测,来实现在不改变光伏发电系统输出特性的前提下发现孤岛的存在;主动式孤岛检测方法主要是向光伏发电系统中施加小扰动,导致系统频率发生偏离、有功功率或无功功率出现变动,或向系统中注入电流脉冲致使阻抗发生变化等。无论是被动式检测还是主动式检测,都各具优缺点。因此,并网光伏电站应采取被动式与主动式检测相结合的方法,来有效检测孤岛效应的发生。值得注意的是,相关规范中要求在电网失压条件下,防孤岛效应保护必须能够在2 s内可靠动作,以切断与电网的联系。
3 光伏电站接入公共电网的影响分析
下面以某光伏电站为例,对其接入公共电网的影响进行分析。该并网光伏电站总安装容量为5 241.6 kWp,通过一回10 kV专线接入公共电网。
3.1 系统电压偏差分析
光伏电站接入公共电网会导致电网中的潮流方向随时可能发生变化,从而对馈线的电压调节设备的正常工作造成一定影响,增加了系统的复杂性。当发生潮流倒送时,光伏电站与变电站之间的压降会发生梯度变化,必须通过调整变压器的调压开关来予以修正,同时还要与光伏电站和无功补偿装置相配合。当大规模的光伏电站接入公共电网终端或馈线末端时,反向潮流的存在会通过线路阻抗产生压降,从而使负荷侧电压比变电站侧高,可能导致负荷侧电压越限。此外,光伏电站输出电流的变化也会引起电压波动,同一地区的光伏电站变化情况是一致的,这将加剧电压波动,从而引起电压/无功调节装置的频繁动作。
因此,应考虑在最严重的情况下,并网光伏发电系统的出力从最大输出突降至0,将会对并网点公共电网电压带来的影响。在国家相关规定中,光伏发电系统并网点处的系统电压偏差必须满足规范GB/T12325的要求。该光伏电站最大出力为5 241.6 kW,考虑最严重情况下,光伏并网电站的出力从5 M1.6 kW突降至0,经计算在10 kV并网点将有约0.21 kV的电压波动,即有为额定电压2.1%的电压偏差,在规范所允许的±5%(±10 kV)范围内,符合规范要求。在并网光伏电站实际运行过程中,由于光照条件是渐变的,因而光伏电站的出力变化波动很小,因此并网点的电压波动更小。
32谐波问题分析.
光伏发电系统利用太阳能电池组件将太阳能转化为直流电,然后再利用并网型光伏逆变器进行直流→交流转化,所得到的交流电与公共电网是同频率、同相位的,然后再通过升压变压器升压后并入公共电网。由于大功率高频开关器件的存在,在上述过程中将会产生大量电网谐波。因此,光伏电站建成后需要进行并网试运行,同时对并网光伏电站的谐波进行测量,检测谐波电压分量和电流分量能否满足国家现行标准和规范的要求,若不满足,则要加装滤波装置等,只有谐波检测结果满足规范要求后,方可正式并网运行。
3.3 无功平衡分析
光伏逆变器也是存在无功消耗的,因此并网光伏电站需同时配置无功补偿装置,使其具备一定的无功调节能力,保证并网光伏电站的功率因数,并使高压侧母线电压维持在正常合理水平。建议无功调节装置能使光伏电站的功率因数在滞后0.98和超前0.98之间变化,并可实现动态的连续调节。
3.4 短路比分析
并网光伏逆变器所具有的快速调节性能,在弱电系统中极易引起暂态电压稳定问题。为避免分布式电源对公共电网的电压造成大的扰动,《城市电力网规划设计导则》要求分布式电源的短路比≥10。短路比越大说明并网节点与系统电源点的电气距离越小,联系越紧密。
3.5 并网电压以及升压变压器的选择
在《城市电力网规划设计导则》中,对分布式电源的并网电压有表1所示规定。
由于光伏电站只在白天有光照的条件下发电,在夜晚和无光照条件下不发电,因此其出力变化较大,应优先选择有载调压变压器。
4 结语
光伏电站具有广阔的应用前景,然而其大规模接入公共大电网将会给电网的安全可靠运行带来一定的影响和风险。因此,有必要开展光伏电站大规模并网对电网影响的研究,从而从管理规范、技术可靠等角度对并网光伏电站提出具体要求,以保证光伏电站的电能质量、可靠性和安全性能够满足接入公共大电网的要求,实现对太阳能资源的最大化利用。
摘要：首先介绍了光伏发电系统的分类和并网条件,进而分析了孤岛效应产生的原因及其检测方法,最后研究了光伏电站接入公共电网对电网的影响。
关键词：并网,光伏电站,孤岛效应,检测方法,公共电网,影响
参考文献
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接入电网 篇2
关于陈剑锋光伏发电项目接入电网意见的函
陈剑锋：
你公司陈剑锋光伏发电项目接入系统方案已制定并通过审查。经研究，原则同意该项目接入电网，具体意见如下：
一、项目规划规模为2.2千瓦，本期规模为2.2千瓦。经双方商定，本项目电量结算原则为：自发自用剩余电量上网。
二、该项目本期接入系统方案为： 1.接入电压等:交流220V。
2.接入方式:110kV东方红变电站/10kV旺岭线/江山商贸城(二)箱变/低压公共线路。
3.计量及计价方式：配置0.22kV单相电能计量装置 20（80）A（双向）1套，实现分布式光伏发电量、并网电量分别计量。相关并网和下网电价按省物价局文件执行。
4.投资分界：110kV东方红变电站/10kV旺岭线/江山商贸城(二)箱变/低压公共线路“T”接点，电源侧的电能表、电表箱由供电企业投资建设，负荷侧的电力设施（开关箱、开关、表后线）由客户投资建设。
三、请按此方案开展项目相关设计、施工等后续工作。
四、项目主体工程和接入系统工程完工后，请前往河东营业厅申请并网调试和验收服务。
五、本意见函可作为项目核准（或备案）支持性文件之一，文件有效期1年。
接入电网 篇3
【关键词】电价影响；分布式电源；配电网
一、分布式电源的特点
分布式电源的界定，是位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的发电项目。包括太阳能、天然气、生物质能、风能、地热能、海洋能、资源综合利用发电等类型。分布式电源大多是可再生能源，另外还有一部分使用的是清洁能源。以使用天然气为原料为，二氧化碳排放比传统的火力发电减少了50%，一氧化碳几乎零排放，也不产生固体废弃物。分布式电源可以同时发电、制冷、供热，优化能源组合，节约能源的使用，能源利用率大大提高。此外，分布式电源具有投资比火力发电少，占地面积小，建设周期短等优势。
二、分布式电源的入网优点
分布式电源的并网，可以减少或缓建大型发电厂和高压输电网，节约投资。同时，使得输配电网的潮流减少，相应的降低了网损。在夏季和冬季这样的负荷高峰时期，如采用以天然气为燃料的燃气轮机等冷、热、电三联供系统，不但可解决冬夏季的供冷与冬季的供热需要，同时也提供了一部分电力，由此对电网起到削峰填谷的作用。此外，也部分解决了天然气供应时的峰谷差过大问题，发挥了天然气与电力的互补作用。另外，当大电网出现大面积停电事故时，具有特殊设计的分布式发电系统仍能保持正常运行，由此可提高供电的安全性和可靠性。而且，分布式发电可以适应电力市场发展的需要、由多家集资办电，发挥电力建设市场、电力供应市场的竞争机制。
三、分布式电源接入配电网对上网电价影响
分布式电源接入以后，使电网的结构发生巨大的变化。电网会由单向的树形结构向双向的网络型结构发展。分布式电源的接入，最终会使电量电价降低，越来越多的用户会具有自发电设备，用户会从单纯的消费者向同时为生产者和消费者两种角色转变。根据现行的 《电力法》规定，消费者和生产者是两种不同的角色，无法统一。就算是现在有些企业具有自己发电的设备，这两种身份也是分开的。在计量和收费方面，两个流程是独立的、分开的。我国当前的分布式电源开发还处于初期阶段，就目前来看，分布式电源还不具备根据市场经济商业的标准制定价格和参与竞争。
四、分布式电源接入配电网对不同用电方式电价的影响
1.对居民生活用电价格的影响。利用分布式电源对居民的影响主要体现在电价方面。目前实行的居民阶梯电价是指按照一户一表居民每个计费周期内使用的电量的多少按档划分，每档的电价是不同的，使用的电量越多则电价也就相应的越高。当允许分布式电源接入后，居民可以在自己家屋顶上面装设光伏发电设备自发自用，余量供入配电网。这类用户每月取自配电网的用电量必然减少，用电价格当然也减少了。
2.对一般工商业及其它用电分类电价的影响。利用分布式电源对一般工商业的影响在“峰、谷、平”上面表现出来。“峰、谷、平”是根据一天中不同时段的电网负荷大小来分类的。针对用电时间的变化制定不同的电度电价。由于我国幅员辽阔，不同省份的用电高峰期是不一样的，所以每个省份对于“峰、谷、平”时段的划分也不尽相同。峰谷电价政策实施后，某些行业“峰”段即日间用电可以利用分布式电源，这样白天取自电网的电量就节省了。当然也降低了电量电费。虽然夜间不能使用，但是日间高峰用电不再需要从电网获取。比如：利用光伏发电，主要用电时间集中在日间的餐饮行业就可以节省一大部分电量电价费用。
3.对大工业用电分类电价的影响。目前，对于大工业用电用户实行两部制电价，即其电量电价由基本电价和电度电价两部分。基本电价按用户报装容量或最大需量确定。电度电价即用户实际用电电量电价。对于大工业用户来说，利用分布式电源的作用几乎就是在基本电价的降低方面了。此类用户的分布式电源并网后，可以满足其一部分生产用电，需要电网供电的容量也随之减小。用户的基本电费也随之降低。未来分布式电源大规模推广使用后，此类大工业用户还可以选择基本电价按最大需量确定的模式，这样对于一些生产使用大容量变压器但取自电网的用电需量又较小的用户来说，在一定程度上减轻了其基本电费负担。
4.对农业生产用电分类电价的影响。分布式电源对农业生产的影响短时间内是无法显现的。这是因为国家政策制定的原则就是向农业生产用电倾斜，用一般工商业补贴农业生产用电，城市补贴农村。但从长远来看，电价最终会面向市场，由市场来调节它的价格。利用分布式电源对农业生产用电来说是很好的解决途径。农业生产用电时间大多集中在白天，使用分布式电源，可以使农业生产用户持续受益。
5.对销售电价分类的影响。当前，我国大部分地区的销售电价分类分为居民生活用电，一般工商业用电，大工业用电和农业生产用电四类。分布式电源大规模推广使用以后，整个系统容量会增加，一些工厂会配备这种电源，使得大工业电价会降低，一些电价分类终会合并。
五、小结
综上所述，随着科技技术的不断进步，会促使越来越多的工厂和家庭安装使用分布式电源。这将改变电力系统原有的网络体系结构，也会改变供电企业的售电价格。
参考文献：
[1]王振铭.分布式能源的发展前景[J].沈阳工程学院学报，2006，2（2）.
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[4]邹必昌，李涛，唐涛波.分布式发电对配电网的影响研究[J].陕西电力，2011（5）.
接入电网 篇4
目前国内已经开始研究光伏电源接入配电网的准入功率。文献[6]研究了基于电网安全稳定的光伏最大接入容量, 利用电力系统仿真软件针对西藏羊八井地区电网计算得出光伏最大接入容量。文献[7]结合电网静态安全稳定性以及光电出力随机性等因素, 研究了基于机会约束规划的光伏最大接入容量优化规划算法。文献[8]基于节点电压约束, 采用电压灵敏度分析法提出了系统准入功率薄弱节点并计算分布式电源的准入功率。但这些方法没有考虑电网阻抗和接入配电网强弱对准入功率的影响, 难以得出典型情况下的一般性结论。因此, 本文利用电网阻抗来分析光伏电源接入弱电网时的准入功率。通过建立功率传输过程中功率和电压关系的模型, 提出了计算光伏电源准入功率的方法, 并通过对IEEE33节点配电系统进行计算分析, 验证了该方法的有效性和可行性。
1 弱电网的描述方法
衡量弱电网的指标有电网阻抗和短路容量比。通过测定电网中不同接入点电网阻抗的大小及性质可以确定功率薄弱节点, 当电网阻抗大于0.1 p.u.可视为弱电网。文献[9]提出用短路容量比 (接入点短路容量/光伏电源的最大视在功率) SCR来衡量弱电网, 当SCR小于10时, 接入电网可视为弱电网, 当SCR大于20时, 接入电网可视为强电网。
从接入点向电网看进去的阻抗是电网阻抗Zg, 为了直观的描述电网的强弱, 把电网阻抗标幺化处理。该体系中基准功率SB为系统短路容量的, 基准电压UB为额定运行电压, 所以接入电网阻抗的标幺值。对于具体的电网|Zg|是固定的, 系统短路容量越小, 电网阻抗标么值越大, 当Zg*大于0.1 p.u.可视为弱电网。
通过改变输入PCC点有功功率和无功功率, 使配电网运行于2个不同的工作点, 并通过检测PCC点电压和电流在2个工作点的变化来估算电网阻抗, 如图1所示。
由图1可得:
式中:分别为PCC点的电压和电流, Vs为电网电压, Zg为电网阻抗。
其中
通过静止坐标系变换, 将静止三维坐标系转换成静止二维坐标系;将三相电压矢量投影到静止αβ坐标系得:
将两相静止的αβ二维坐标变成两相同步旋转dq的二维坐标, 可得:
将给定θ代入式 (6) 得到的计算结果再带代入式 (7) 、 (8) 可求得R、ωL。
2 光伏电源准入功率的计算
2.1 功率传输过程中功率和电压关系的模型
光伏电源接入弱电网等效分析模型如图2所示, 接入电网部分用等效电网阻抗Zg串联一无穷大电源来等效, 光伏系统则用电压源和滤波器等效阻抗Zf串联来等效。
由于光伏并网要求是单位功率因数运行方式, 即注入无功为零, Spcc=P。釆用向量形式表示且以接入点电压Upcc为参考向量, 即, 所以通过接入点向电网传输的复功率为
并网电流的分量可表示为
根据接入点电压与电网理想电压源之间的关系得:
联立式 (9) ~ (11) 整理得到以接入点电压作为未知变量的计算表达式为
式 (12) 表示了接入点电压与传输功率之间的关系, 其中理想电网电压Us为定值标么值, 取1.0 p.u., 若接入点参数Rg、Xg给定, 则可以确定P和U之间的关系。
2.2 电网阻抗对准入功率的影响
通过接入点注入有功功率P从0~1.0 p.u.变化时, 设定不同的电网阻抗参数, 根据式 (12) 来分析从而获取接入点电压随功率变化的曲线, 然后利用曲线的变化趋势来寻找电网阻抗大小及其构成对接入点电压影响的一般规律。
先固定Zg*的值, 再变化Rg和Xg的比值KXR, 求解P-U曲线, 观察接入点电压随功率变化。取Zg*=0.6, Rg和Xg的比值KXR不同时得到的P-U曲线, 如图3所示。
先固定Rg和Xg的比值KXR, 再变化Z*g, 求解P-U曲线, 观察接入点电压随功率变化。取Rg和Xg的比值KXR为0.6, Zg*不同时得到的P-U曲线, 如图4所示。
通过分析曲线和计算, 可得到以下结论:
1) 电网阻抗中的电阻所占比例越大, 如Xg和Rg的比值KXR小于4时, Pmax的主要约束是电压上限, 反之, KXR大于4时, Pmax的主要约束是电压下限, 随着电网阻抗标么值越大, Pmax越小。
2) 对于电抗占优的弱电网, 光伏逆变系统接入弱电网运行时, 会引起接入点电压低于电压调节下限, 如果提供一定的无功支撑, 将有助提升接入点电压运行水平。对于电阻占优的弱电网, 光伏逆变系统接入弱电网运行时, 会引起接入点电压高于电压调节上限, 则需要采取有载调压变压器等母线调压措施, 使得母线电压距离电压偏差上限留有一定的裕量。
2.3 考虑电压约束的准入功率的计算
对于给定的电网, 在保证接入点电压满足运行电压范围可确定经过接入点注入弱电网的极限功率Pmax。在数学上表述为, 使得变量U有可行解条件下的传输功率最大值。U的解必须是可行的, 即三相电压的允许偏差为额定电压的±7%, 根据式 (12) 通过P-U曲线可得电压越限的准入功率为Pmax。对于特定的电网阻抗, 可以直接根据KXR的大小来选取计算Pmax时的电压, 当KXR>4时, 直接根据U=0.93 p.u.代入式 (12) 求解Pmax, 当KXR<4时, 直接根据U=1.07 p.u.代入式 (12) 求解Pmax。
3 算例分析
本文采用图5所示的IEEE33节点配电网络作为算例, 具体线路和负荷数据见文献[10], 系统内总负荷3.715 MW+2.3 MVA, 电压基值10 k V。功率基值取3 MW, 接入一个功率因数为1时光伏电源, 光伏电源接入点的稳态电压应在0.93~1.07 p.u.范围内。
选取节点1、7、17、19、21、27、32作为并网点, 根据文献[8]计算光伏电源的准入功率结果如表1所示。
选取节点1、7、17、19、21、27、32作为并网点, 基于电网阻抗计算得到的光伏电源准入功率的结果如表2所示。
根据表1、表2得:当在系统母线附近的节点处接入光伏电源时, 光伏电源对系统电压的抬升作用有限;而当并网位置逐渐远离系统母线时, 光伏电源对系统电压的抬升作用越来越显著, 准入功率越来越小。
通过分析比较得:本文方法计算的各节点准入功率略小于文献[8]计算的准入功率, 但能满足工程应用。文献[8]需进行复杂潮流计算, 而本文方法在保证准确性的同时只需求得接入点的电网阻抗就能求得系统所有节点的准入功率, 大大减少了计算量, 节约了计算时间, 对光伏电源的选址规划有一定的指导意义。
4 结论
1) 利用电网阻抗来求取准入功率的方法能够方便地确定准入功率, 克服了传统方法中复杂潮流计算量大, 费时的缺点。
2) 通过对IEEE33节点配电网络进行计算分析, 得知光伏电源接入馈线支路首端附近的节点时, 电网阻抗小准入功率大, 而接入馈线末端附近的节点时, 电网阻抗大准入功率小。
3) 在光伏逆变系统向电网注入有功的时提供一定的无功支撑, 将有助于提升接入点电压运行水平, 因此在实际的工程中可以根据电网阻抗大小来调整注入无功功率的控制策略及大小。
摘要：针对光伏电源接入弱电网引起电压越限的问题, 提出了利用电网阻抗来求取准入功率的方法。通过光伏电源接入弱电网潮流分析模型和功率传输过程中功率和电压的关系, 把电压不越限的约束条件表达为光伏电源准入功率与电网阻抗之间的函数关系, 克服了传统方法中重复潮流法计算量大、费时的缺点。通过对IEEE33节点配电网的计算分析, 验证了该方法的合理性和可行性。
关键词：光伏电源,弱电网,电网阻抗,准入功率
参考文献
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接入电网 篇5
（试行）总则 编制目的
为保证电网和水电站安全、优质、经济运行，规范梯级水电站集控中心并网运行管理工作，按照现行有关法律法规和管理办法，编制本规定。编制依据
本规定依据下列法律、法规及文件编制： 1）《中华人民共和国安全生产法》； 2）《中华人民共和国电力法》； 3）《中华人民共和国可再生能源法》； 4）《中华人民共和国节约能源法》； 5）《电力系统安全稳定导则》； 6）《电网调度管理条例》； 7）《电网调度管理条例实施办法》； 8）《国家突发公共事件总体应急预案》； 9）《国家处置电网大面积停电事件应急预案》； 10）《电网运行规则》；
11）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》； 12）《发电厂并网运行管理规定》；
13）《国家电网公司处置电网大面积停电事件应急预案》； 14）《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）； 15）《四川电网调度管理规程》（以当年最新修订版为准）； 16）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见》； 17）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见实施细则》；
18）《加强小水电调度管理工作指导意见》（国调中心调水〔2007〕42号文）；
19）《关于加强梯级水电站调度管理的原则要求》（国网公司调水[2007]119号文）；
20）DL/T 516-2006 《电力调度自动化系统运行管理规程》（中华人民共和国电力行业标准）；
21）《四川电网电力调度自动化系统运行管理办法》（川电通自[2006]33号文）。
水电站集控中心指水电企业为在地理上位于同一流域的水电站群及其变电（开关）站（以下简称接入厂站）建立的远方集中控制中心（以下简称集控中心），具备对接入厂站设备进行远方控制操作和生产运行实时监视功能，集控中心运行值班人员代表所接入的各厂站与省调进行业务联系，负责接受省调下达的各项调度指令并正确执行。适用范围
本规定适用于并入四川电网、位于同一流域的梯级水电站集控中 心接入系统设计、建设和并网调度运行管理工作。基本要求
2.1 集控中心及接入厂站应严格遵守电网调度管理的规程、规定和要求。集控中心及接入厂站属省调直接调度，省调对各厂站的调度业务内容、调度管辖单元和范围等按现行有关规定执行，并负责明确集控中心的调度命名和调度管理模式。
2.2 集控中心及接入厂站应具备完善、可靠的技术支持系统，实现对接入厂站的一、二次设备进行远方控制操作和实时运行监视。2.3集控中心运行值班人员应能准确、熟练地接收省调下达的各项调度指令，并在规定的时间内按照指令要求正确完成各接入厂站一、二次设备及装置的控制操作和运行状态调整等任务。2.4 集控中心应具备防御各种事故、自然灾害等能力，制定完备的通讯中断、集控失效等异常事故发生后的应急措施，满足异常事故处理的需要。
2.5 各水电企业梯级水电站集控中心设计和建设方案应符合国家颁布的有关法规和标准要求，涉及并网安全方面的设计、建设、运行管理工作内容，应邀请电网省调参加集控中心的设计和建设方案、标书等审查工作。
2.6 梯级水电站接入系统方案确定后，拟建立集控中心的水电企业，应提前联系电网省调对集控中心建设方案进行可行性审查，以明确电网省调的各项功能要求。2.7 集控中心建成后，在完成各项试验、调试和安全鉴定工作并通过国家有关部门和省电力公司验收合格后，方允许申请并网投入运行。调度运行管理要求
3.1 集控中心代表接入厂站进行运行、操作和事故处理调度业务联系，并直接对接入厂站设备进行远方操作，接入厂站不再同省调直接联系。接入厂站退出集控中心控制时，由接入厂站同省调直接联系，调令不再对集控中心下达执行。省调与集控中心在进行调度业务联系时，应注意明确设备所属的厂站名称，即使用设备“三重名称”，如“××（厂站）××（设备）××（编号）”。3.2 接入集控的各厂站机组启停、负荷调整、倒闸操作等，由省调值班调度员下达调度命令给集控中心，并明确设备所属的厂站名称。对同一集控中心管理范围内厂站的操作，省调可以综合调令的形式，将多个接入厂站的配合操作任务指令下达给集控中心进行操作。
3.3 集控中心应具备控制不同厂站、发电机组组合等等多种灵活有效的控制运行模式，省调根据各厂站对系统的重要程度、结线方式、系统安全运行需要等进行选择。
3.4集控中心自动化系统应具备“四遥”功能的要求（包括远方控制完成接入厂站开关、刀闸等一、二次设备操作，远方控制发电厂开停机、调整有功和无功出力、通过AGC、AVC等自动化手段远 方控制机组运行状态，实现PSS装置与机组必须同步投退等），具有为适应远方操作而设立的防误操作装置。同时，预留新业务扩充功能，以满足将来可能出现的电网调度运行及控制新要求。3.5 集控中心应具有对接入厂站的继电保护和安全自动装置远方投退、远方测试、远方修改定值等功能。对需要定期进行的如通道测试等项目，若保护装置不能自动完成，应派人定期进行测试。对保护装置投运前需要进行通道测试的，也应派人到现场进行测试。近期暂不启用远方修改定值功能。
3.6 集控中心及其新接入厂站投运前应提前15天向省调提交试运行申请，提交验收报告、反事故预案、调度联系及运行负责人员名单、运行值班制度、调度联系制度、操作制度、应急处理制度等技术资料，经省调批准后开始试运行，试运行期为3个月。试运行期满后，向省调提交试运行报告，由省调确定集控中心及接入厂站是否投入正式集控运行。
3.5集控中心应制定有关规定和制度，保证每天24小时各厂站有足够的现场值班（守）人员。一旦出现异常或事故，应立即恢复各厂站现场值班（守）人员对相应厂站设备的控制权，由省调值班调度员直接向各厂站值班人员下达调度命令。
3.6 集控中心及各接入厂站的运行值班（守）人员均应参加省调组织的调度业务联系资格培训和考试，取得省调颁发的《调度运行值班合格证书》，持证上岗。
3.7集控中心应加强接入集控各站机组无功出力调整，按定电压原则 调整电压，保证各站高压母线电压在调度部门下达的电压曲线范围内，电压合格率达到100%。
3.8 集控中心应实时监视各站雨水情，积极开展水情信息收集、处理、整编和水文预报工作，及时向省调提出梯级水电站发电运行方案建议，确保电站水工建筑枢纽及设备发电运行和防洪度汛安全。集控中心自动化系统接入系统要求
4.1 集控中心及各厂站二次系统网络应满足电力二次系统安全防护的要求。
4.2 计算机监控系统有关要求
4.2.1 根据直调直采的原则，所有接入集控中心的各厂站自动化信息（包括自动控制装置及机组、线路、开关等发输电设备实时运行状态等信息）必须直接从各厂站站端系统以串行和网络通信规约上送省调，不经集控中心转发，以确保自动化信息的实时性和准确性。
4.2.2 集控中心监控系统须将各厂站自动化信息汇集后以串行和网络通信规约上送省调，作为各厂站自动化信息的备用数据源。4.2.3 各厂站和集控中心均应配置调度数据网络接入设备。4.2.4 省调以单机、单个电厂及多个电厂等值三种控制方式实现对接入集控中心的各电厂的自动发电控制（AGC）。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。4.2.5 省调对接入集控中心的各电厂的自动电压控制（AVC）以下发各电厂的高压母线电压、机端电压及无功出力的方式实现。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发AVC控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。
4.3 接入集控中心的各厂站均应配备单独的电量采集装置。站端电量采集装置相关信息应上送省调电能量计量主站系统。
4.4 集控中心应建有继电保护运行及故障信息管理系统分站，各受控厂站应建立继电保护运行及故障信息管理系统子站，并与省公司主站联网。子站所采集的信息可以完整地传至省调主站和集控中心分站。
4.5 集控中心投运前必须建成流域水情自动测报系统，实现自动采集雨水情信息，并与四川电网水调自动化系统中心站联网，按规定向省调自动报送水情信息。集控中心系统通信要求
5.1集控中心及接入集控的各厂站通信设备接入四川电力通信网，必须符合四川电力通信网的技术、接口规范，光传输设备和调度交换设备及网管应与四川电力通信网主网统一，减少通信网和设备的复杂性。
5.2 集控中心与省调间应建立两条独立的SDH 光纤系统通信通道，集控中心与接入集控的各厂站间必须具有完善、可靠的的系统通信，优先采用光纤通信系统，所辖各厂站应尽可能组成光纤自愈 环网。
5.3 集控中心及接入集控的各厂站应按有关要求设置调度交换机，并与省调的调度交换机联网。
5.3 集控中心及接入集控的各厂站至省调的调度电话应具有两条以上独立通道，调度电话须具备可靠的录音方式。
5.4 集控中心与接入集控的各厂站间应建立两条不同路由的通信通道。
5.5 集控中心通信电源应配置双套，不间断停电时间应不小于8小时。5.6集控中心及接入集控的各厂站的光传输设备应具有相应的网管系统，同时还应具备对通信动力及环境的监测监控手段。5.7集控中心应设置通信管理专责，负责厂、站内通信系统的日常管理及设备的日常运行维护。6 事故、异常处理及应急机制有关要求
6.1 集控中心须有完善的运行管理和维护制度，建立应对接入厂站及集控中心发生计算机系统崩溃、网络中断、感染病毒或遭攻击、硬件故障、与省调通讯中断、遭受洪水、泥石流、火灾等致使集控中心正常功能失效的应急预案，有完善的应急机制，备足必须的备品备件，安排事故处理、抢险专职值班人员。事故异常发生后，应立即启动应急机制进行处理。
6.2 集控中心应制定有关规定和制度，留有修试、继保等待命人员，以便在突发事故或异常情况下按要求迅速赶赴现场进行事故抢修和紧急处理。6.3 集控中心正式投运后，应采取措施保证在事故、检修等各种情况下在省调要求的时间内完成各厂站现场继电保护定值调整工作。6.4 集控中心应编制电站黑启动方案和保厂用电方案，并完成机组现场黑启动试验和进行保厂用电措施的事故演练，要求制定无人值班情况下电厂保证厂用电安全的预案。
6.5 集控中心发生因监控死机、通信中断、自动化信息中断等事故或异常情况后，不能再行使集中控制权时，或接入厂站不再具备远方控制条件时，集控中心将接入厂站立即退出集中控制模式，待命人员必须在15分钟内到各厂站现场进行处理，并由现场值班（守）人员直接接受省调调度指令，尽快恢复运行。事故、异常处理完毕，集控中心可以恢复正常控制，由省调下令将接入厂站转为集中控制模式。
6.6 接入厂站发生故障不能及时消除并可能影响到其它电网运行设备时，集控中心应联系省调将其与系统隔离，各厂站设备安全由集控中心负责。
6.7 当下列故障情况发生时，接入集控中心的各厂站一次设备应保持故障发生前的运行状态，各厂站应自行对一次设备的安全负责，并立即组织相关技术人员到现场排除故障。1）集控中心或各厂站监控系统故障； 2）集控中心或各厂站至省调的通道中断； 3）集控中心至各厂站的通道中断。
6.8 事故异常时，集控中心应立即将故障元件与运行电网隔离，并开 展事故异常处理。
6.9 发生电网事故后，若有关接入厂站的继电保护运行及故障信息管理系统子站或通道工作异常导致省调不能收到有关继电保护装置动作报告及故障录波报告时，集控中心应立即派人至相关厂站，手动打印保护动作报告及故障录波报告，并传至省调继电保护处。
6.10 水情自动测报系统等自动化信息采集系统发生故障后，集控中心应立即派人到水工建筑现场巡视检查，确保电站水工建筑枢纽运行安全，人工采集到对系统运行影响较大的有关水情和水库运行信息后，立即以电话、传真、邮件等形式报送省调，同时组织人员采取措施尽快恢复系统。.附则
7.1本规定主要规定了集控中心接入系统及并网调度运行管理的有关要求，其它技术标准和管理规定请参照国家或行业相关规定执行。
考虑风电接入的电源电网协调规划 篇6
关键词：风电并网,电网规划,电源规划,协调规划,调节机组
0 引言
随着风电的大规模发展,风电具有的随机性、波动性、间歇性、反调峰性、可控性差、可预测性弱等特点,使得风电并网问题不仅体现在电网规划方面,还体现在对系统调峰、调频能力的需求方面,因此,风电并网往往包含了电源规划和电网规划2个方面因素的考虑。
当前有关含风电的网源规划研究很多,但是一般将电源与电网规划分割考虑,对于相互间的协调考虑不够。电源规划方面,文献[1]详细介绍了国内风能资源的分布状况,以及风电规划面临的一系列问题。例如:风电发展迅猛但相对比较集中,多在东北、西北、华北和东部沿海地区,系统调峰压力极大,可接纳的风电有限。因此,需要建设一定规模的调峰电源,也可以采用风火电“打捆”方式实现风电远距离、大容量输送。文献[1]还比较了各种能源在优化电源结构中的不同作用,并分析了采用抽水蓄能电站来改善风电消纳的情况。文献[2]给出了计入风电场后,系统调峰能力的计算方法,通过将风电看成一个负的负荷,来修正电网的负荷特性,计算出电网可为风电提供的调峰能力。文献[3]提出可以在风电场的同一地点建设抽水蓄能电站,即以水电作为调节机组,组合成为一个风水电站,这样风电可以得到有效的应用,并且可以保证电网的可靠性。文献[4]对风电调节能力进行了分析,并提出了多种储能技术来保证风电的有效应用,如液流电池、钠硫电池、锂离子电池、压缩空气、超导、超级电容器和变速恒频抽水储能等。文献[5]从经济性的角度,以最小费用法进行了电源规划。在考虑风电接入后的电网规划方面,文献[6]提出了多种电网规划模型,包括传统的确定性规划模型、考虑风电随机性的规划模型、考虑风电随机性的机会约束规划模型,以及满足风电利用指标的规划模型。文献[7]综合考虑了风电接入后电网建设的可靠性及经济性,以可靠性成本效益作为规划目标进行电网规划,其目标函数包含了线路建设成本、维护成本以及用户停电损失这3项费用。文献[8]在传统的确定性电网规划基础上,针对风电的特殊性建立了机会约束规划模型。
但是这种仅从电源或者电网单一方面进行考虑的规划方法本身存在着局限性。事实上,风电接入对系统的调频、调峰能力提出了更高的要求,电源规划方案的不同也会影响到电网建设的成本等。因此,本文综合考虑了风电系统的电源及电网规划,寻求两者协调下的综合最优方案。
1 风电接入的电源电网协调规划模型
由于风电出力的波动性特点,在实际运行中对系统的调峰、调频能力要求更高。因此,首先必须考虑电源规划问题,形成调节机组的配置方案;其次,要考虑风电场的并网问题,即电网规划问题,针对风电的不确定性,提出相应的随机规划模型;最后,建立风电接入的电源电网协调规划模型,获得最佳规划方案。
1.1 风电接入的调节机组配置方法
风电并网运行之前,电网的调峰调频任务主要是在满足必要的安全裕度的前提下,应对系统负荷波动。系统在风电大规模并网后,一般情况下须加强调频、调峰能力。如果并网风电超过电网可为风电提供的调峰极限,电网将难以平衡风电出力,从而造成频率越限,严重时将导致电网解列[2]。因此,风电并网运行时,必须由常规电源为其有功出力提供补偿,即需要配置相应的调节机组,以平衡风电出力对电网的影响,保证对负荷的安全可靠供电。这种对风电有功出力的补偿调节可看做是对负的负荷波动的跟踪,即对风电“调峰”[2]。
本文中的调节机组,类似于运行层面中的调频机组,但是它是一个规划层面的概念。其主要作用是与风电构成互补系统,跟踪风电出力的变化而改变其出力,以保证整个系统的有功平衡,它需要拥有较强的爬坡能力,以适应风电出力的快速变化。
为充分考虑风电对电网负荷的影响,在考虑系统的调峰能力时,可把风电视为负的负荷,将系统负荷曲线与风电出力曲线相减,获得修正的系统负荷曲线。分析该曲线的最大、最小值与波动规律,并结合相关的发电机组出力数据及其爬坡能力的影响,确定调节机组配置方案。
1.1.1 调节机组容量的确定
风电接入后,经风电出力修正后的系统负荷的最大、最小值必须满足如下条件(1个机组组合周期中,如24h):
式中:Pmax和Pmin分别为经风电出力修正后的系统负荷最大值与最小值;Pimax为机组i的最大出力限制;Pimin为机组i的最小出力限制。
若无法满足式(1)中的要求,理论上则需要配置相应的调节机组ΔP,其机组出力n要求如下:
式中:ΔPmax和ΔPmin分别为调节机组的最大出力与最小出力。
在规划层面首先必须满足最大负荷约束,在此基础上再考虑最小负荷约束,必须注意到如果峰谷差过大,机组的最大和最小出力限制有时候会出现无法同时满足的情况。在实际计算时,如最大出力限制未起作用,则可尝试减少开机台数以满足最小出力约束。如仍不可行则只能通过考虑改善负荷特性来解决该问题。
1.1.2 调节机组爬坡能力的要求
系统的调峰能力往往受到发电机组爬坡能力的限制,经风电出力修正后的系统负荷增减速率应在发电机组爬坡能力的限制范围内,即
式中:ΔPumax和ΔPdmax分别为经风电出力修正后的系统负荷在10 min内的最大增量和最大降幅;Riu和Rid分别为机组i的上坡速率限值和下坡速率限值(以小时为单位)。
如果不能满足机组爬坡速率的约束,即式(3)中的不等式条件,则需要增加拥有较大爬坡能力的调节机组,其上、下坡限值需要满足:
式中:ΔRu和ΔRd分别为调节机组的10 min上坡限值和下坡限值。
1.1.3 调节机组类型的选择
调节机组配置电源可以是储能单元(蓄电池)、火电机组、燃气轮机组、水电机组、抽水蓄能机组等。蓄电池储能技术目前还不太成熟,其成本高、蓄电池容量不大,无法满足国内当前风电装机容量的要求。火电机组环保压力较大,调节速度受限,但技术较成熟,相对可靠性高、灵活性强、受地区限制小。燃气调节在欧美国家有所应用,国内燃气资源相对较少,但其跟踪负荷变化的速度比火电机组好,也不像水电机组那样会受到水源地的限制。水电机组出力调整范围大、速度快,运行成本低,环境污染少[2],在自然条件许可的地区,抽水蓄能也是常用的功率平衡调节方式。
不同类型的调节机组配置电源各有其特点,需要根据系统对调节能力的具体需求以及区域条件的限制来选择合适的调节机组参与风电系统的调节。
1.2含调节机组配置的风电系统电源电网协调规划模型
确定调节机组容量和类型后,可将调节机组的选址问题与电网新建线路结合起来,进行协调规划,获得的最优化结果会同时给出调节机组最佳接入地点以及相应电网最佳新建线路的综合信息。在进行电源电网协调规划时,以最小化成本为优化目标,线路负荷裕度与风电利用比率作为约束条件进行考虑。与文献[6]相似,建立如下随机规划模型:
式中:x为决策变量,代表规划方案,其中包含了调节机组规划分量和线路规划分量,文献[6]中仅包含线路规划分量;ξ为风电场出力,是一个服从Weibull分布的随机变量,与文献[6]相似,具体模型求解时将切入风速和切出风速之间分为多个区间,区间的间隔足够小(如小于0.1m/s)时,用区间均值求出对应风电场出力F以及风速在各区间内出现的概率P,在此基础上获得规划方案对应于该区间的评价值及该方案的综合概率评价值;Q为风电利用指标,等于风电场实际提供给负荷的出力数据与风电场的可出力数据间的比值。
目标函数min f(x,ξ)表示最小化成本;约束条件gj(x,ξ)≤0表示线路的过负荷约束;约束条件Q=1表示风电场出力不受网络限制能被全部输送出去。
电源电网协调规划模型中,考虑的成本f(x,ξ)由建设成本和运行维护成本2个主要部分组成,风电的随机性体现在约束条件中。建设成本包括调节机组建设成本以及线路建设成本,假设调节机组的建设成本正比于其容量,其容量已由1.1.1节确定,因此可不出现在规划的目标函数当中,但其容量及选址将通过潮流约束影响线路规划。维护成本可设定为一定百分比的建设成本,作为固定成本的一部分,如设为5%[9],具体如下式:
式中:Ci为待选线路i的建设费用;Zi取值为1或0,代表是否需要建设第i条待选线路;l为待选线路总数。
1.3 本文方法计算流程
本文方法的计算流程如图1所示。首先获得考虑风电和负荷的综合曲线,然后分析现有的电网负荷调节能力是否足够,如果充足则进行常规电网计算,如果不够则计算调节机组容量,再与电网规划的线路选址一起进行调节电源的选址。
2 算例测试
本文采用改进的IEEE-RTS算例系统[10],对建立的电源电网协调规划模型进行测试,并应用遗传算法进行求解[11,12]。
2.1 测试系统基本情况
该系统原为一个24节点系统,新增的节点25为风电节点,修改后的系统中共含有10个发电节点、17个负荷节点、38回输电线路、5组变压器,其中火电机组均为一日仅可启停一次,如图2所示。
为风电接入而配置的调节机组共有7个待选的接入地址,分别为:风电节点25,以及其附近的节点1至节点5和节点9,没有其余适合调节机组接入的新节点。本文为保证风电接入后不会对系统的有功平衡造成较大影响,调整了部分节点的发电机组出力。修改后系统各发电节点的发电机组出力及爬坡能力见附录A表A1。系统中共有17回待选线路,具体见附录A表A2。
2.2 调节机组的配置
1)根据某系统春夏秋冬4个典型日24h负荷数据绘制出系统的负荷曲线,见附录A图A1,其中系统的最大负荷PLmax为2 850 MW,最小负荷PLmin为1 596 MW。
2)需要根据系统的风电出力数据绘制系统中春夏秋冬4个典型日的风电出力曲线,见附录A图A2,风电机组容量可选择为240 MW,320 MW,480 MW。
3)以风电机组容量为320 MW为例进行分析。可将附录A图A1与图A2中的曲线相减,获得经风电修正后4个典型日的系统负荷曲线,见附录A图A3。综合分析4个典型日的数据可得,经风电修正的系统负荷最大值Pmax为2 850 MW(典型日2的13:50与典型日3的10:00),最小值Pmin为1 276 MW(典型日2的3:00—4:00);系统负荷在10min内的最大增量ΔPumax为320 MW(典型日2的13:40—13:50),最大降幅ΔPdmax为334 MW(典型日2的14:40—14:50)。因此,由式(2)可得调节机组的出力限制为:ΔPmax≥195 MW,ΔPmin≤226 MW。由式(4)可得调节机组的10min爬坡约束为:ΔRu≥180 MW,ΔRd≥194 MW。因此,应选择容量至少为195 MW,10 min爬坡能力至少为194 MW的调节机组。
本算例中,系统的最小负荷PLmin为1 596MW,而除风电外,其余发电机组的最小出力限制为1 050MW,根据式(1),可得风电接入容量的极限为546 MW。
由于在本算例中须补充新机组才能满足最大负荷,因此,风电接入的容量受限于所有火电机组的最小出力限制,即风电接入容量的极限为546 MW。当风电容量为240MW,480MW或546MW时,可对系统负荷以及风电出力数据作出类似于风电容量为320 MW时的分析,获得相应的调节机组配置方案。
将以上4种风电容量下的调节机组配置方案进行比较,如表1所示。由于本例中风电未能起到降低高峰期负荷的作用,风电渗透率的变化对于综合负荷的最大值没有影响,因此最大出力约束保持不变。
当风电容量为320 MW时,风电渗透率为11%,此时,调节机组的容量选择(195 MW)是由最大出力限制所决定的,但所配置的调节机组10min内的爬坡能力(194 MW)已经与机组的容量相当,即要求机组出力可以在10min内由0升至最大,或由最大降至0。
若降低风电渗透率,使风电容量小于320 MW,所配置调节机组的容量仍需为195 MW,只是对机组爬坡能力的要求有所下降。
若提高风电渗透率,使风电容量大于320 MW,则风电的波动程度将远超出系统原有机组的调峰能力水平,调节机组的容量就必须由爬坡约束决定,需要在电网中配置较大容量的调节机组,随风电的波动而迅速反应,以保证系统的平稳性与可控性。
本文采用根据历史数据,选择其中的典型日数据的方法,来绘制系统负荷曲线以及风电出力曲线。由于风电出力以及负荷需求的随机性,典型日数据并不一定能完全代表全部情况,导致配置的调节机组不能完全满足风电出力的变化需求,从而无法避免弃风现象的产生;但从另一个角度来说,典型日的选取本身就反映了大多数的情形,对于少数的极端情况可不予考虑,在现实中可通过弃风或削负荷来解决,这也是符合经济效益的做法。另外,也可应用统计学规律来表征风电和负荷的综合曲线,在此基础上量化极端情况占比从而确定规划的基础数据,由于这不是本文的重点,此处从略。
2.3 调节机组选址对电网规划的影响
本文建立的模型中,将调节机组选址问题与电网线路建设问题结合起来进行规划,获得了综合最优方案。下文将以风电机组容量为320 MW为例,分析调节机组不同位置对电网规划成本的影响,如表2所示。
由于单位长度线路建设费用相同,因此,电网线路建设成本与电网线路建设长度呈正比。根据表2,当调节机组接在节点9时,电网规划方案的建设成本最低,故该电网规划方案为综合最优方案。可见,将电源与电网进行协调规划具有其实际的意义。
注:Li-j(n)表示在节点i与节点j之间新建n回线路。
2.4 电源电网协调规划
确定调节机组的相关参数后,可根据1.2节中提出的电源电网规划模型求解出调节机组选址与线路建设的综合最优方案。本算例中,单位长度线路建设成本相同,故以规划方案中线路建设长度替代建设成本,作为最优化目标。
将4种风电容量情况下的电源电网协调规划方案进行比较,如表3所示。
注:Li-j(n)表示在节点i与节点j之间新建n回线路。
上文已分析得出,当风电容量不大于320 MW时,调节机组的容量均为195 MW,这表明仅由于负荷的波动性造成的调节机组容量需求为195 MW,在此情况下还可接入风电容量320MW。而当风电容量大于320 MW时,随着风电容量的增加,调节机组的容量及其成本也将随之增加。风电容量320 MW将成为因风电接入造成调节机组成本增加的临界点。
观察表3,当风电容量由240 MW增至320 MW(增幅33%)时,电网线路建设长度有了小幅增长,从248km增加到280km(增幅13%)。而当风电容量由320 MW增至480 MW(增幅50%)时,电网建设长度猛增,由280km增至523km(增幅87%),远超风电容量的增加比例。当风电容量由480 MW增至546 MW(增幅14%)时,电网线路建设长度有了相应比例的增长,从523km增至623km(增幅19%)。而单位长度线路建设费用相同,因此,线路建设成本与线路建设长度呈正比。不难发现,风电容量320 MW也是线路建设成本大幅增加的临界点。附录A图A4体现了调节机组容量、电网线路建设长度与风电容量之间的关系。
3 结语
本文在分析国内外有关风电的电源电网规划研究成果的基础上,建立了风电场相关的数学模型,并根据风电随机性的特点,对风电接入后电源电网协调规划问题进行建模,提出了调节机组配置方案,得到以下结论。
1)风能与常规能源不同,由于风速的随机性,风电出力波动也非常明显。在规划的过程中,不仅要考虑线路接入,还需考虑系统的调频、调峰能力及相关容量规划。
2)通过风电和负荷的波动性分析获得所需调节机组的容量后,可建立电源电网协调规划模型,将调节机组的选址作为优化变量之一,最优化线路规划,并获得综合最优方案。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
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高速铁路接入电网的谐波影响分析 篇7
高速铁路在国内迅猛发展, 成为世界铁路的新潮流。高速电气化铁路接入电网以后, 将产生大量的谐波电流, 可能影响电力系统的正常运行。为保证电气化铁路的正常供电以及电网设备的安全运行, 有必要开展高速铁路接入电网的研究工作。
1 谐波考核指标及谐波分析内容
1.1 谐波考核指标
(1) 各谐波检测点谐波电压限值。根据GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》的要求, 公用110kV电网公共连接点 (PCC) 的合成点谐波电压畸变率不超过2.0%, 其中奇次谐波的电压畸变率不超过1.6%, 偶次谐波电压畸变率不超过0.8%, 220kV电网公共连接点的谐波电压畸变率参考110kV电网的标准。
(2) 各谐波检测点谐波电流允许值。公用110kV和220kV电网公共连接点 (PCC) 的全部用户向该点注入的谐波电流分量 (均方根值) 不应超过表1所规定的允许值。
1.2 谐波分析内容
谐波分析内容主要计算牵引站接入点 (即牵引站与系统的公共连接点PCC) 的谐波电压畸变率和电铁注入的谐波电流是否满足相应的国标要求。
(1) 计算公共连接点 (PCC) 谐波电压畸变率是否满足国标要求。
(2) 计算注入公共连接点 (PCC) 的各次谐波电流是否小于谐波电流允许值。
2 谐波分析的难点及解决方案
谐波分析的难点在于:选择何种运行工况进行谐波分析;与谐波电压的允许值为定值不同, 谐波电流的允许值需结合公共连接点 (PCC) 的短路容量、牵引站的协议容量和供电容量综合计算;在仿真软件中如何对三相不对称且含谐波分量的牵引负荷进行仿真。
下面将以某牵引站为例对上述难点进行分析。该牵引站由双回220kV线路接入系统, 牵引站的用电协议容量为 (31.5+40) MVA, 公共连接点 (PCC) 的供电设备容量为720MVA, 最小短路容量为10 604MVA。牵引站的负荷参数见表2, 动车谐波含有率见表3, 仿真软件采用ETAP软件。
2.1 列车运行工况选择
高速铁路馈线电流随时间变化具有幅值随机剧烈波动和日周期性, 因此需选取谐波分量对系统严重影响的工况。在投产年小方式的基础上, 牵引站考虑以下工况谐波分量对系统的影响。
(1) 工况一 (正常工况) , 牵引站左供电臂带短时最大电流, 右供电臂带有效电流。
(2) 工况二 (正常工况) , 牵引站左供电臂带有效电流, 右供电臂带短时最大电流。
(3) 工况三 (极端工况) , 牵引站两个供电臂均带短时最大电流。
2.2 列车发射谐波允许值计算
表1为允许注入公共连接点 (PCC) 的基于基准短路容量的谐波电流允许值, 如220kV的公共连接点 (PCC) , 基准短路容量为2 000MVA, 2次谐波允许值为12A, 3次谐波为9.6A等。当公共连接点 (PCC) 的最小短路容量不同于基准短路容量时, 有:
式中, Sk1为公共连接点 (PCC) 的最小短路容量, MVA;Sk2为基准短路容量, MVA;Ihp为第h次谐波电流允许值, A;Ih为短路容量为Sk1时的第h次谐波电流允许值, A。
有若干用户同时注入同一个公共连接点 (PCC) 时, 每个用户允许注入的谐波电流按此用户在该点的协议容量与公共连接点 (PCC) 的供电设备容量之比进行分配, 即:
式中, Ih为第h次谐波电流允许值, A;Si为第i个用户的用电协议容量, MVA;St为公共连接点 (PCC) 的供电设备容量, MVA;Ihi为公共连接点处第i个用户的的第h次谐波电流允许值, A;a为相位叠加系数, 具体取值见GB/T 14549—1993。
因此, 当计算某牵引站3次谐波的运行注入电流值时, 公共连接点 (PCC) 的全部用户向该点注入的3次谐波允许值为9.6A, a取1.1。牵引站注入3次谐波的电流允许值为:
2.3 高铁牵引站负荷在ETAP软件中的仿真
首先需在ETAP软件中增加一个与动车的谐波特性相对应的谐波源模型, 增加方法为在Library—Harmonic库中插入一个谐波源, 将表3中的各次谐波含有率依次填入。而在ETAP软件中建立牵引站负荷的模型时, 需输入负荷的有功和无功数值, 同时在harmonic标签页中调取刚才建立的谐波源。
由于三相不对称负荷的建模较为困难, 因此可以左臂带一个三相平衡的负荷, 右臂带另一个三相平衡的负荷, 分别进行谐波分析, 最后将分析的结果按相叠加。如在仿真运行工况一中, 牵引站左臂带短时最大电流 (AB相) , 右臂带有效电流 (BC相) 时, 可先让牵引站母线只带左臂负荷, 且左臂负荷的大小等于短时最大电流所对应的功率大小, 只记录AB两相, C相数据记为0, 谐波电压畸变率见表4;然后再让牵引站母线只带右臂负荷, 且负荷的大小等于有效电流所对应的功率大小, 只记录BC两相, A相数据记为0, 谐波电压畸变率见表5。在进行叠加时, 由于A相只带左臂负荷, 因此表6中的A相数据与表4中的A相数据相同;同理, C相只带右臂负荷, 因此表6中的C相数据与表5中的C相数据相同;而B相同时带了左臂和右臂的负荷, 因此需根据进行叠加。
谐波电流的计算结果也可以采用同样的分相叠加方法。
2.4 计算结果
由仿真结果可知, 牵引站在各种运行工况下, 公共连接点 (PCC) 的各次谐波及谐波电压总畸变率满足国标要求, 注入公共连接电 (PCC) 的各次谐波电流均在电流允许值范围内。
3 结束语
本文介绍了高速铁路接入电网的谐波考核指标及谐波分析内容, 并以某牵引站接入系统的谐波分析为例, 对谐波分析中选择运行工况进行谐波分析、谐波电流允许值的计算和牵引负荷的仿真等难点提供了实用、详尽的解决方案。
摘要：介绍了高速铁路接入电网的谐波考核指标及谐波分析内容, 并以某牵引站接入系统的谐波分析为例, 阐述了谐波分析中的难点及解决方案。
关键词：高速铁路,谐波,牵引站
参考文献
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接入电网 篇8
光伏并网的发电系统属于分布式发电系统当中的一部分,其中具有两种典型的系统结构,单级式光伏发电系统和两级式光伏发电系统。单级式光伏发电系统的系统拓扑结构是相对简单的,其中所需要的元器件比较少。
在本文当中重点对单级式光伏发电系统得基本原理进行叙述,根据电子学的理论,太阳能的等效电路图如图1所示。
在图1当中,可以根据电压和电流的正方向,可以得到太阳电池的I-V方程为:,在式子当中,光生电流用Iph来表示,反向饱和电流用I0来进行表示,影响二极管的因子为n,Rs为串联电阻,Rsh为并联电阻,q为电子电荷的常数,也就是1.6×10-19C,温度用T来表示,温度的单位是K。
此外,太阳电池的I-V方程还可以简化成为:
二、光伏电站接入系统方案
在该地区建设的光伏电站当中,规划场的总面积为8570亩,预计一期的电站规模为50MW,预计在25年间的总发电量可以得到177448万kw。在该光伏电站的工程设计当中用到了50个1000kwp的单晶硅光伏发电单元系统,在其中采用了180wp的固定式的单晶硅的太阳组件配置500kw的并网逆变器。在每2个的500kwp的光伏发电单元系统可以徐成一个1mwp的光伏发电系统方阵。
在本光伏电站的并网方案当中,以1回110kv的线路‘T’字型的形式来接到110kv的线路上方,线路的长度大约为7km,导线的界面选择为240mm2。
三、光伏电站对电网负荷曲线造成的影响
(一)PV位置的不同对电网电压造成的影响
如果光伏电站的额定容量为80WM的情况下,接入实际电网母线电压为110KV的时候,选择14个不同的光伏接入位置,对每个110节点的电压变化进行充分观察,在光伏电站进行接入电网之后,节点电压和光伏电站接入之前相比较,要相对高一些,并且每个节点的平均电压值都处于允许范围之内。
如果对相同容量下的光伏,进行不同位置的接入,也会对电压造成不同程度的影响,接入点如果越来劲负荷的末端,对其电压的提升作用也就越来越大,需要选择6个接入点来进行分析,在容量为80MW的时候,对系统所产生的潮流和电压分布情况造成的影响并不是太明显。在并网点和距离并网点最近的母线节点之间,所受到的影响是相对较大。如果光伏电站并网点当中的节点距离相对较远,在容量的关系之下,电压的水平在容量增加的情况下也会产生一定范围内的变化。在系统能可以容纳的光伏发电站的功率范围之内,在一定容量之下进行进行光伏的接入就可以在一定程度上提高整体电压的水平,从而对系统电压进行改善。
如果光伏电站当中的接入点和电源点的负荷保持距离较远的情况下,电压的变化率是相对较大的。在光伏电站接入汉能达到110的时候,在这个节点当中的电压变化率就高达4.1%,会很有可能对光伏电源造成一定程度的影响。
(二)PV不同容量之下的接入点对电网电压造成的影响
在不同的光伏出力之下,电站的接入点对电网的电压也会造成一定的影响,在光伏电站当中设置有功率为0MW、20MW、40MW、60MW、70MW、80MW、90MW、100MW以及120MW几种不同的情况,并且要进行潮流计算,从而对电网的节点电压产生的幅值进行充分平谷,对其中的110kv的负荷母线节点和110kv重要的母线节点进行充分评估,在不同容量的情况下,光伏的出力对系统的电压是会造成不同程度的影响的。光伏功率中所注入的功率会对多电源结构的系统造成极其不利的影响,并而且其中的潮流的大小和方向也会随着发生巨大的改变,从而对系统的电压分布和稳定支撑能力造成不同程度的影响。
(三)对配电电网网损产生的影响
在对不同的接入点进行不同容量之下的系统网损进行研究的时候,需要进行试验研究,光伏电站在接入点不同以及容量也不相同的情况下,对系统的网损产生的影响也是不尽相同的。如果接入点为节点220新和110的时候,这种情况下对系统产生的网损和其他的接入点相比而言,都要小很多。充分说明了在采用分布式的光伏对电网进行接入的时候,如果接入点的位置离线路的末端越近,对于系统所产生的网损消耗程度也就越小,呈现出反比的状态。
四、结语
综上所述,在光伏电站和电网进行衔接之后,节点电压要相对较高一些,并且所有的节点电压都会处于允许波动的范围之内;此外,在形同容量之下的光伏发电的介入位置会对电压造成不同的影响;另外,不同容量下的光伏处理对系统电压所造成的影响也是不尽相同的。在电站当中的容量越大,对电力系统当中各母线的电压所造成的影响也就越大。
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接入电网 篇9
根据北京受端城市电网需求以及首都城市对环境的要求, 北京市在东南西北4个方向建设四大热电中心, 通过发展三联供项目, 在解决地区供热、制冷基础上, 为地区电网提供新的电源支持, 热源电厂均采用燃气能源方式, 实现无粉尘化, 能够有效地控制PM2.5值, 改善城市空气质量。
本文主要研究了四大热电中心接入系统方式以及接入后对北京电网短路水平、稳定、无功和调峰能力的影响。
1 四大热电中心概述
1.1 四大热电中心
四大热电中心分别为西北热电中心高井电厂、西南热电中心草桥电厂、东南热电中心华能电厂以及东北热电中心高安屯电厂, 考虑对环境的要求, 均采用燃气机组。
西南热电中心、东南热电中心分别安装1套“二拖一” (2×350 MW级) 联合循环供热机组, 东北热电中心安装2套“二拖一” (2×350 MW级) 联合循环供热机组, 西北热电中心安装2套“二拖一” (2×350 MW级) 联合循环供热机组和2套“一拖一” (1×350 MW级) 联合循环供热机组。
1.2 四大热电中心的作用
四大热电中心相关机组作为供热机组, 机组的建设有利于提高本地区的供电可靠性, 减轻本地区供热及受电压力, 同时可改善北京电网的电源结构, 另外更为受端系统提供无功电压支撑、提高严重故障时系统的支撑能力。但四大热电中心同样会对北京电网的短路水平, 潮流分布产生较大影响。
2 四大热电中心接入系统分析
2.1 输电电压等级选择
根据北京电网规划设计技术原则, 单机容量100MW~500 MW (不含) 的发电厂应接入220 k V电网, 单机容量500 MW及以上的发电厂应接入500k V电网。考虑高井、草桥、高安屯、京能二期四大热电中心单机容量约300 MW (或150 MW) , 建议均以220 k V电压等级接入北京电网。
由于北京电网本身的特点需要大量从区外受电, 而500 k V变电站容量有限, 接入220 k V可以直接为本地负荷提供电力支撑, 并节约500 k V变电容量。
2.2 接入系统形式
四大热电中心中, 除西北热电中心有部分1拖1机组外, 其余热电中心机组均为2×350 MW级燃气联合循环供热机组, 采取2拖1组机形式。2×350MW级燃气联合循环供热机组, 350 MW级的燃气机组可能有单轴机组和双轴机组2个方案, 可以考虑双母线接线或者线—变单元接线[1]。
电厂升压站采用单元接线时, 主接线如图1所示, 配电装置采用线—变单元接线, 则断路器配置数量较少, 每台机组和1回出线设置1台断路器, 设备利用率较高, 具有较高的经济性, 且操作检修方便, 处理事故迅速, 继电保护简单, 厂内布置也较为简单, 线路故障、检修都将引起对应的机组停运, 同时影响部分供热。因2台燃机共用1台蒸汽机, 若蒸汽发电机并网线路故障, 将使蒸气发电机从电网解列, 导致2台燃机的停运, 损失全部供热能力。
电厂升压站采用双母线接线时, 主接线如图2所示, 双母线接线目前具有成熟运行经验, 通过2组母线隔离开关的倒换操作, 可以保证1组母线故障或检修退出运行情况下的可靠送出, 可靠性较高。另外各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上, 能灵活地适应系统各种运行方式, 调度灵活。但是当发生故障或设备检修时, 隔离开关作为倒闸操作电器, 容易引发误操作事故, 运行操作过程复杂, 断路器数目较多, 投资较大[2]。
由于地理条件限制, 高安屯热电厂、草桥热电厂、华能电厂二期以及需采用电缆线路接入, 受电缆线路载流量的限制, 为了保证电厂出力的送出以及运行的灵活性, 电厂升压站需采用单元接线。
3 四大热电中心接入对北京电网的影响
3.1 短路水平影响
根据四大热电中心接入系统后短路电流计算结果, 1套2×350 MW级燃气蒸汽联合循环供热机组对其并网的220 k V枢纽变电站的220 k V母线三相短路电流影响在6 k A~12 k A之间。1套2×350 MW (二拖一) 级燃气蒸汽联合循环供热机组与1套1×350 MW (一拖一) 级燃气蒸汽联合循环供热机组共同并网于同一座电厂升压站的220 k V母线上时, 对升压站所并网的220 k V枢纽变电站的220 k V母线三相短路电流影响在10 k A~16 k A之间。
电厂采用不同的装机方案以及接入系统方式时, 对电网短路水平影响差别较小[3], 差别在0 k A~2 k A之间。电厂接入系统对系统短路电流的影响主要受发电机参数和升压变参数影响, 为降低电厂接入对电网短路水平的助增作用, 电厂应采用高阻抗升压变压器 (不低于18%) 。
3.2 稳定性影响
暂态稳定计算的目的是校验四大热电中心机组接入系统后, 送电方案能否满足系统稳定运行的要求。
根据《电力系统安全稳定导则》、保护配置及整定的要求, 北京电网220 k V线路故障快速保护的切除时间一般为0.15 s, 当接入变电站直接相关的220k V线路功率输送端发生三相永久性短路故障时, 保护装置能够在0.15 s时切除故障线路, 系统均可维持稳定运行, 电厂机组稳定。
3.3 无功影响
根据华能电厂二期及草桥热电厂接入系统报告及其审核意见, 相关机组应具备满负荷时额定功率因数在0.85 (滞相) ~0.95 (进相) 运行的能力。如果按照电厂1套2×350 MW级燃气蒸汽联合循环供热机组满负荷考虑, 其电厂无功出力在276 MW~520 MW之间, 对系统的电压、无功支撑能够起到一定的作用[4]。
3.4 调峰能力影响
以草桥热电厂1套2×350 MW级燃气蒸汽联合循环供热机组为例, 夏季期间, 其燃气机组最大调峰能力按照60%考虑, 蒸汽机组最大调峰能力按照53%考虑[5], 调峰欲度为519 MW;冬季期间, 由于四大热电中心均为热电联产, 以热定电, 故其调峰能力较小, 暂按20%考虑, 草桥电厂调峰欲度为120 MW。
与外网受电相比, 由于目前网内“西电东送”送电协议中日最大负荷时段, 西电东送按100%额度送电;在日最小负荷时段, 西电东送按50%额定送电, 相当于外网受电的调峰能力为50%。
通过对比, 夏季期间草桥热电厂的调峰能力高于外网受电的调峰能力;冬季受以热定电的影响, 草桥热电厂的调峰能力低于外网受电的调峰能力。
因此, 在北京电网增加大型燃气调峰机组的建设, 可以提高电网的调峰能力以及调峰方案的多元化, 同时建议热电厂冬季也要预留适量的调峰能力。
4 结语
根据对四大热电中心接入系统的相关计算和分析, 得出结论如下:a) 四大热电中心宜以220 k V电压等级接入系统, 若采用电缆线路送出, 建议电厂内采用线-变单元接线;b) 四大热电中心并网对系统短路水平影响较大, 为降低其影响, 电厂应采用高阻抗升压变压器;c) 四大热电中心接入系统后, 与接入变电站直接相关的220 k V线路功率输送端发生三相短路故障, 0.15 s切除故障线路后, 系统均可维持稳定运行, 电厂机组稳定;d) 四大热电中心的接入对系统的电压、无功支撑能够起到一定的作用;e) 四大热电中心并网可以增加系统的调峰能力。
摘要：对四大热电中心接入系统对北京电网的影响展开研究, 分析了四大热电中心输电电压等级选择以及接入系统形式, 研究了四大热电中心接入系统对电网短路水平、稳定、无功和调峰能力的影响, 并根据研究结果提出了相关建议。
关键词：四大热电中心,接入系统,北京电网
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接入电网 篇10
随着社会经济的快速发展, 资源紧缺的问题得到了各国的普遍关注, 为了满足生产与生活的需求, 可再生能源开发及利用得到了迅猛的发展。光伏电源属于可再生能源的一种, 其具有波动性与间歇性, 在接入电网后会使功率发生波动。为了保证光伏发电接入的高效性、安全性与稳定性, 应对电源电网进行系统的、科学的协调规划, 在此基础上, 光伏电源的作用才能够得到充分的发挥, 进而并网的效益才能够更加显著。
1 光伏发电接入电源电网的概况
1.1 特点
光伏电源是典型的清洁、可再生能源, 但光伏发电受诸多因素的影响, 如:地理位置、规模大小、天气变化及环境状况等, 其输出功率具有明显的波动性、随机性与间歇性, 此特点直接影响着光伏发电接入, 在电源电网协调规划过程中受不确定因素的影响, 增加了电网协调规划的难度, 为了充分利用光伏电源, 应关注其接入的特点, 并考虑其中可能出现的问题。
光伏发电系统是由以下设备构成的, 分别为太阳能电池方阵、蓄电池、控制器、直流配电箱、逆变器与交流配电箱等, 如图1所示。
1.2 问题
对于传统电源结构而言, 占据主导地位的为化石能源发电, 此时的电源具有可调度性, 其协调规划主要是为了促进电能集中生产、集中调度、合理配置等。而光伏电源作为开再生能源, 其自身具有波动性、随机性、间隙性等, 使光伏发电接入会造成电网功率波动。随着光伏发电接入规模的扩大, 它直接影响着电网功率的平衡, 降低了供电的稳定性与可靠性。同时, 光伏发电接入增加了电网协调规划的复杂性。为了维持功率平衡, 控制接入成本, 保证协调规划的科学性与合理性, 应评估光伏的功率波动特性, 利用评估体系, 为电网协调规划提供可靠的保障, 应转变电网规划及运行调度的方式, 使其适应新的能源结构, 充分发挥不同能源的作用, 抑制电网功率波动[1]。
同时, 光伏发电接入过程中, 应考虑其接入的形式, 具体形式分为两种: (1) 集中式; (2) 分散式, 如图2~3所示。
2 光伏发电接入的电源电网协调规划研究
2.1 研究概述
随着我国电网建设的快速发展, 电力资源的配置更加合理, 为了满足跨区域配置的需求, 并充分发挥开再生能源的作用, 应对影响电源电网协调规划的各个因素进行全方位的考虑。新时期, 电源电网协调规划面对诸多不确定的因素, 增加了协调规划的复杂性, 为了适应光伏发电接入的需求, 应优化电源电网规划方案, 利用规划协调模型, 指导光伏发电接入工作有序开展。
关于电源电网协调规划问题, 国内外诸多学者均给予了高度的关注, 其作为研究热点, 通过研究与实践, 提出了三个基本思路: (1) 在电源方面, 协调规划过程中应注重电网扩容的影响; (2) 在电网方面, 协调规划过程中应分析其中存在的主要矛盾, 并结合电源规划中的不确定因素; (3) 在多目标方面, 的协调规划模型包括电源、电网两个子目标, 通过对其中各因子的设计, 进而达到协调规划的目标。
根据相关文献报道可知, 关于可再生能源发电接入的电源电网协调规划模型有:基于输电线路容量约束的发电规划模型, 在电力市场环境下, 构建了兼顾市场、计划的电源规划模型;利用发电容量适应性指标, 构建了多目标输电网规划模型;考虑经济性、环保性及可靠性等因素, 构建了多目标风能发电接入的电源电网规划模型;结合传统规划模型、可再生能源随机性规划模型及机会约束规划模型等, 提出了多种电网规划模型。
本文在研究过程中, 考虑了光伏发电接入的具体情况, 结合了我国社会经济发展的实际需求, 在协调规划模型中关注了电源规划问题、电网规划问题, 并为其提供了不同的处理对策, 进而有效解决了光伏发电接入的随机性、波动性、间隙性等问题, 同时保证了电源电网规划的合理性、经济性与安全性。
2.2 规划模型
对于光伏发电接入来说, 其波动性、随机性与间隙性等特点均十分明显, 在实际运行过程中, 极易造成功率波动, 为了保证运行的安全性、稳定性与可靠性, 对系统的调度能力有着较高的要求。因此, 在协调规划过程中, 应关注电源规划的相关问题, 为调节机组提供不同的方案;同时, 要结合光伏电场的并网问题, 在电网规划过程中, 应注重光伏的不确定性, 为此提供随机规划模型;最后, 构建光伏发电接入的电源电网协调规划模型, 在此基础上, 此模型才能够具有高效性与最优化特点。
2.2.1 光伏发电接入的电源规划
光伏发电接入前, 电网调峰调频的主要任务便是应对系统负荷的波动问题, 但在光伏发电接入规模日渐扩大的背景下, 对电网的调峰、调频能力有着更高的要求, 一旦并网光伏发电过多, 超出电网的调峰极限, 在此情况下, 电网便会出现失衡的现象, 严重情况下, 会出现频率越限, 甚至会造成电网解列。
光伏发电接入过程中, 应由常规电源为其提供补偿, 即:为电源规划提供适合的调节机组, 以此保证电网的平衡, 使其供电更加可靠与安全。此时, 关光伏发电的补偿调节, 实现了对负荷波动的跟踪, 即:光伏发电“调峰”。
本文提供的调节机组, 其作为光伏发电的互补系统, 跟踪与改变光伏发电出力情况, 以此保证系统的有功平衡。它具备较强的爬坡能力, 适应了光伏发电出力的变化需求。同时, 根据光伏发电对电网负荷的影响与系统的调峰能力, 将光伏发电作为负的负荷, 此后, 利用系统负荷曲线减去光伏发电出力曲线, 进而获得了系统负荷曲线。通过对此曲线的分析可知波动规律及相关的数据, 并且利用发电机组的处理数据、爬坡能力等, 进而明确了调节机组的配置方案[2]。
在明确调节机组容量及其爬坡能力的前提下, 要选择适合的调节机组类型。通常情况下, 调节借组配置电源可以为蓄电池、火电机组、水电机组及燃气轮机组等。目前, 蓄电池技术尚不成熟, 其成本偏高, 容量较小, 未能满足光伏发电的需求;火电机组技术较为成熟、具有一定的可靠性、灵活性, 但其未能满足环保要求, 并受限于调节速度;水电机组具有较快的速度、较低的成本, 并且对环境的污染相对较小。对于不同的调节机组配置电源来说, 均存在优点与不足, 在实际选择过程中, 应结合实际情况与具体需求。
2.2.2 光伏发电接入的电网规划
在电源规划后, 应与电网线路进行有机的结合, 通过协调规划, 保证调节机组的最佳接入, 促进电网线路信息的充分利用。同时, 协调规划过程中应考虑经济因素, 此时的成本是由建设成本、运行维护成本构成的, 前者具体为调节借组建设成本、线路建设成本, 后者具体为运行成本、维护成本, 其具有固定性[3]。
3 总结
综上所述, 随着可再生能源应用的日渐广泛, 光伏电源的重要性日渐显著, 为了充分发挥其作用, 光伏发电接入的电源电网协调规划得到了普遍关注, 应明确光伏发电接入电源电网的特点及问题, 并掌握二者协调规划的模型, 在此基础上, 光伏电源并网才能够具有稳定、可靠性与高效性。
参考文献
[1]高赐威, 吴天婴, 何叶, 等.考虑风电接入的电源电网协调规划[J].电力系统自动化, 2012, 22:30~35.
[2]吕春泉, 田廓, 魏阳.考虑可再生能源并网的多阶段电源与电网协调规划模型[J].华东电力, 2013, 09:1814~1820.